一文理清 | 隔墙售电的政策、市场、策略和难点

政策背景

2017年，国家发改委和国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（以下简称《通知》）和《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（以下简称《补充通知》），拉开分布式发电市场化交易的帷幕。其中《通知》明确了分布式发电试点市场化交易的项目规模，交易组织、“过网费”核定原则以及相关政策支持；在《补充通知》中进一步明确试点组织方式及分工、试点方案内容要求、试点方案报送等具体内容。

（来源：微信公众号“远光能源互联网”ID：ygnyhlw 作者：付工）

分布式发电的定义及类型

分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。参与市场化交易的主要涉及分布式光伏及分散式风电项目。

分布式光伏:根据国家能源局公布的数据，截至2019年底，全国分布式光伏累计装机6263万千瓦，占比全国光伏总装机的30.6%。

分散式风电:由于分散式风电单位千瓦造价及装机容量都远高于分布式光伏项目，项目资金门槛较高，建设开发及运行维护均又对技术储备有较高要求，加之前期政策不明朗，核准手续复杂，分散式风电过去几年发展较为受限。2012~2019年分散式市场招标总量仅为340万千瓦，截至2019年底，全国分散式风电累计装机不及风电总装机的1%。

参与交易的项目规模

根据《通知》，参与分布式发电市场化交易的项目规模应满足：

35kV及以下接入:单体容量≤20MW（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后≤20MW）

110kV及以下接入：20MW<单体项目容量≤50MW（在该电压等级范围内就近消纳）

不受规模限制:全额就近消纳的项目，如自愿放弃补贴，可不受规模限制。

各市场主体承担职责

分布式发电项目单位（含个人）:与配电网内就近符合交易条件的电力用户进行电力交易，并以电网企业作为输电服务方签订三方供用电合同。约定交易期限、交易电量、结算电量、“过网费”标准等。

电网企业（含增量配电网企业）:承担分布式发电的电力输送，并配合交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定标准收取“过网费” ，同时负责维持电网电力电量平衡，提供保底供电服务。

交易模式

根据《通知》及《补充通知》，分布式交易分为3种模式，各地可根据情况采取一种或多种。

直接交易模式：分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。国家政府度电补贴降低10%及以上。

（注：单体容量≤20MW，度电补贴降低比例≥10%；20MW<单体项目容量≤50MW，度电补贴降低比例≥20%）

代理交易模式：分布式发电项目委托电网企业代售电，电网企业扣除过网费后，将售电剩余收入转付给分布式发电项目单位，国家政府度电补贴降低10%及以上。

全额收购模式：电网企业根据各类发电的标杆上网电价收购电量，国家对电网企业的度电补贴扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

过网费如何计算

测算原则：“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。

分布式发电市场化交易试点项目中，“过网费”由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。

测算方法： 在“过网费”核定前，暂按价差法计算

价差法：“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。

价差法测算举例：

1）某电力用户接入10kV电网，一个5MW分布式发电项目接入35kV

过网费=10kV输配电价-35kV输配电价

2）某电力用户接入10kV电网，一个30MW分布式发电项目接入35kV,但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费应计及上一级电压等级的输配电价

过网费=10kV输配电价-110kV输配电价

按照价差法的测算原则，分布式发电项目接入电网电压等级越接近用户接入电压等级，则过网费越低，同电压等级下消纳，按价差法测算过网费有可能为零。

不同交易模式下的售电价格(发电侧)及参与交易策略

如果采用传统模式，分为全额上网以及自发自用、余电上网两种交易模式。

1）全额上网模式：售电价格=标杆上网电价

2）自发自用、余电上网模式：售电价格=目录电价/燃煤标杆电价+度电补贴

如果采用市场化交易模式，则分为直接交易，代理交易及全额收购三种模式

3）直接交易模式：售电价格=交易电价+度电补贴*（1-10%或20%）

4）代理交易模式：售电价格=综合销售电价+度电补贴*（1-10%或20%）

5）全额上网模式：售电价格=标杆上网电价

由此可见，对于分布式项目而言，如果具备市场交易的条件，需要核算售电价格与标杆上网电价的差异，以选择收益最大化的交易模式，平衡参与市场化交易度电补贴让渡部分；对于去补贴、平价上网的项目，尤其是分散式风电项目的业主，项目规模相对较大，如果能用过网费相对原输配电价的让渡部分，去平衡交易电价的让利部分，实现用户侧受益，尽管无补贴，仍然可以获得较高收益；对于有能力在区域内获取电力用户资源的项目业主，可采用直接交易模式，对于没有能力或者不愿花费精力寻找直接交易对象的项目业主，则可采取由电网代理交易的模式。

不同交易模式下的用电价格(用电侧)及参与交易策略

1）全额上网模式：用电价格=目录电价=上网标杆电价+输配电价+政府基金及附加

2）直接交易、代理交易模式：用电价格=交易电价/销售电价+过网费+政府性基金及附加

可见，对于参与市场化交易的用户而言，与不参与交易的用户，用电价格的差异主要来源于输配电价与过网费之间的差异，以及交易电价与燃煤上网标杆电价之间的差异。而对于参与分布式市场交易与参与传统市场交易模式的用户而言，用电价格的差异除了协商交易电价的差异以外，还有输配电价与过网费之间的差异。

因此对与用户而言，如果具备参与市场化交易的条件，在做出是否参与市场化交易、参加分布式还是传统市场交易时，需要考虑两个要素：1.与发电侧可以协商得到的交易电价水平；2.输配电价与过网费之间的差距，然后核算不同交易模式下的用电价格，选择最优惠的交易方式。

分布式交易的市场在哪里？

试点名单：2019年5月国家发改委及能源局公布了2019年分布式发电市场化交易试点名单，涉及10个省份，均为风电及光伏项目，交易规模总量限额为165万千瓦，其中新建项目147万千瓦。

根据试点名单，河南及江苏试点规模最高，分别为36万千瓦和30万千瓦，涉及区域最多的是江苏，6个区域划入试点名单。根据2020年3月江苏省发改委、江苏能监办发布的《关于积极推动分布式发电市场化交易试点有关工作的通知》，江苏省将试点范围明确于苏州工业园区、海门市余东镇、等7个区域，其中苏州工业园区和海门市余东镇交易规模为5万千瓦，其余各试点不超过5万千瓦。

2019年分布式发电市场化交易试点情况

来源：国家发改委、国家能源局《2019年分布式发电市场化交易试点名单》

分布式光伏区域分布情况

根据2019年全国分布式光伏装机情况，山东（942万千瓦）及浙江（925万千瓦）为全国分布式光伏装机最高的两个省份，江苏（665万千瓦）、河北（512万千瓦）、安徽（481万千瓦）、河南（454万千瓦）四省的装机均超过400万千瓦，上述省份都均有望成为分布式交易发展加速地区，促进存量分布式光伏消纳。

2019年全国分布式光伏装机情况

来源：国家能源局《2019年光伏发电并网运行情况》，远光能源互联网

分散式风电发展趋势

自2019年起国家层面持续推进分散式风电建设，通过市场化交易等创新发展方式及简化项目开发流程等手段力促分散式发展。2019年底，多地相继发布分散式核准承诺制试行方法，分散式核准流程逐步简化。

2019年起，多省相继发布分散式风电规划，规划总量近25GW，其中规划规模较大的有河北（700万千瓦）、河南（658万千瓦）、及山东、江苏等经济发达、用电负荷较大并且电网结构较好益于消纳的省份。

此外，还有山西（225+98万千瓦）、江西（185万千瓦）、湖北（113万千瓦）及湖南、安徽、浙江、陕西等中东南部省份也是分散式风电发展的潜力地区。上述地区都有望成为项目业主开辟分布式交易，争夺电力用户的新战场。

其中河北、河南、山东、江苏、安徽、浙江也是分布式光伏在运项目规模较高的省份，在存量分布式光伏及规划分散式风电规模效应推动下，这些地区有望迎来分布式交易市场的加速发展。

分布式能源交易的难点

就现阶段而言，分布式发电市场化交易面临诸多问题，交易模型和交易方式仍不成熟，分布式能源交易主体多，交易机制复杂，各地区交易政策实施细则方面差异较大等，造成分布式能源交易管理十分困难，对分布式能源发电商影响尤为明显，亟需信息化手段进行辅助交易决策。

分布式能源发电商可借助分布式能源交易辅助决策系统，基于发电能力、成本及价格预测进行电力用户匹配、交易模式优选及报价策略寻优，实现高效交易决策。

发电能力预测：基于高精度的气象数据，对风电或光伏设备未来的输出功率进行预测。

成本预测：基于各项成本，包括变动成本、固定成本和财务成本等计算出度电成本，再根据企业的经营目标，测算出度电价格的下限值。

价格预测：结合就地消纳范围内的电力用户目录电价、涉及电压等级的输配电价、消纳范围内到各电压等级电力用户的过网费（需基于各地交易政策细则进行测算）、度电补贴扣减等数据，倒推出不同交易模式下、针对不同电压等级电力用户的交易电价的上限值。此外还需综合考虑电网约束、区域内竞争情况等因素，对交易电价进行调整。

交易决策：基于发电能力预测确定的电量边界、成本预测以及价格预测确定的度电价格的上下边界，匹配消纳范围内能获取最大收益的电力用户，选择量价最优的交易模式，制定合理的报价策略。